Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6407/2-3

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6407/2-3
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    APPRAISAL
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6407/2-3
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    SG 8571 - 296 SP. 520
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    531-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    78
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    07.11.1986
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    23.01.1987
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    23.01.1989
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    09.03.2009
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    GAS/CONDENSATE
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    MIDDLE JURASSIC
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    GARN FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt.Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP.
    ILE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    250.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3050.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    3050.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    104
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 56' 1.39'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 39' 53.04'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7201913.99
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    436877.75
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    935

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6407/2-3 was drilled down dip on the Delta structure on the southern fault compartment of the Midgard Field off shore mid Norway. The primary objectives were to test for hydrocarbons in the Middle Jurassic Fangst Group, and establish the hydrocarbon contact. Secondary objectives were testing the thickness and facies development of reservoir units in response to growth faulting. Shallow gas was expected at several levels due to experience from nearby wells. Fangst Group was prognosed to come in at 2417 m, gas/oil contact at 2514 m, and the oil/water contact at 2525 m. TD was expected to be 3050 m.
    Operations and results
    Well 6407/2-3 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 7 November 1986 and drilled to TD at 3050 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. Gas peaks above 1% gas value were observed at 532 m, 590 m, 630 m, 755 m, and 802 m, the two latter showing the highest values at approximately 1.8%. The whole section was drilled using relatively high mud weights around 1.15 g/cm, which makes the recorded gas values significant. While tripping out at 2645 m prior to logging, the string got stuck. After nine days of fishing it was decided to sidetrack. The 9/58" casing was set at 2371 m and the sidetrack was kicked of at 2387 m. The well was drilled with spud mud down to 915 m and with gypsum/polymer mud from 915 m to 2645 m where the pipe stuck. No wire line logs were run in the interval 2432 - 2465 in this hole, only MWD. The final 8 1/2" sidetrack from 2371 m to TD was drilled with gel mud.
    The Fangst Group came in at 2427 m, ten meters below prognosis. It was gas-filled down to a gas/water contact at 2523 m (2521 m TVD RKB). No oil leg could be seen. No shows were seen in cuttings, but poor shows with good hydrocarbon odour were described on cores down to 2526 m in the Ile Formation. Fluorescence was very weak blue white and cut reaction very slow. Weak dark yellow brown fluorescence was recorded in sandstone in the Tilje core at 2760 - 2764 m. No stain, cut, or odour was associated with his fluorescence.
    Eight cores were cut from 2428 - 2573.1 m (recovered 142.8 m, 96.5%) in the Fangst Group and across the GWC contact. Down to the GWC it consisted of two sandstone units (Garn and Ile Formations) separated by one silty shale zone (the Not Formation). These cores were cut in the original hole, before side tracking. Core number 9 was cut in the side track hole from 2741 - 2769 m in the Tilje Formation (recovered 28 m, 100%). The lithology was sandstone interlaminated with shale. Porosity was predominantly poor. Segregated fluid samples were taken at 2428, 2430, and 2510.5 m.
    The well was permanently abandoned on 23 January 1987 as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Two production tests were carried out and both produced a lean gas similar to what is found in the rest of the Midgard Field.
    Test No. 1 (2508.7 - 2518.2 m RKB, 2480.7 - 2490.2 TVD m MSL) perforated the Ile Formation and produced gas at a maximum rate of 1.285.000 Sm3 /day through a 38.1 mm choke at a well head pressure of 88 bar. The condensate/gas ratio was 0.000211 Sm3/Sm3 (GOR = 4740 Sm3/Sm3). The down-hole temperature recorded in the test was 91.8 deg C. API gravity of the dead condensate was 49.3 deg.
    Test No. 2 (2427.8 - 2435.8 m RKB, 2400.3 - 2408.3 TVD m MSL) perforated the Garn Formation and produced gas at a maximum rate of 1.320.500 Sm3 /day through a 38.1 mm choke at a well head pressure of 88.7 bar. The condensate/gas ratio was 0.000161 Sm3/Sm3 (GOR = 6210 Sm3/Sm3). The down-hole temperature recorded in the test was 89.2 deg C. API gravity of the dead condensate was 49.0 deg.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    400.00
    3049.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2428.0
    2455.5
    [m ]
    2
    2455.5
    2476.5
    [m ]
    3
    2476.5
    2502.4
    [m ]
    4
    2502.5
    2511.0
    [m ]
    5
    2511.0
    2538.7
    [m ]
    6
    2538.5
    2556.5
    [m ]
    7
    2557.0
    2558.0
    [m ]
    8
    2558.0
    2571.6
    [m ]
    10
    2741.0
    2769.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    171.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2428-2433m
    Kjerne bilde med dybde: 2433-2438m
    Kjerne bilde med dybde: 2438-2443m
    Kjerne bilde med dybde: 2443-2448m
    Kjerne bilde med dybde: 2448-2453m
    2428-2433m
    2433-2438m
    2438-2443m
    2443-2448m
    2448-2453m
    Kjerne bilde med dybde: 2453-2457m
    Kjerne bilde med dybde: 2457-2462m
    Kjerne bilde med dybde: 2462-2467m
    Kjerne bilde med dybde: 2467-2472m
    Kjerne bilde med dybde: 2472-2476m
    2453-2457m
    2457-2462m
    2462-2467m
    2467-2472m
    2472-2476m
    Kjerne bilde med dybde: 2476-2481m
    Kjerne bilde med dybde: 2481-2486m
    Kjerne bilde med dybde: 2486-2491m
    Kjerne bilde med dybde: 2491-2496m
    Kjerne bilde med dybde: 2496-2501m
    2476-2481m
    2481-2486m
    2486-2491m
    2491-2496m
    2496-2501m
    Kjerne bilde med dybde: 2501-2505m
    Kjerne bilde med dybde: 2505-2510m
    Kjerne bilde med dybde: 2510-2515m
    Kjerne bilde med dybde: 2515-2520m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2525m
    2501-2505m
    2505-2510m
    2510-2515m
    2515-2520m
    2520-2525m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2530m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2535m
    Kjerne bilde med dybde: 2535-2539m
    Kjerne bilde med dybde: 2539-2544m
    Kjerne bilde med dybde: 2544-2549m
    2525-2530m
    2530-2535m
    2535-2539m
    2539-2544m
    2544-2549m
    Kjerne bilde med dybde: 2549-2554m
    Kjerne bilde med dybde: 2554-2559m
    Kjerne bilde med dybde: 2559-2564m
    Kjerne bilde med dybde: 2564-2569m
    Kjerne bilde med dybde: 2569-2743m
    2549-2554m
    2554-2559m
    2559-2564m
    2564-2569m
    2569-2743m
    Kjerne bilde med dybde: 2743-2748m
    Kjerne bilde med dybde: 2748-2753m
    Kjerne bilde med dybde: 2753-2758m
    Kjerne bilde med dybde: 2758-2763m
    Kjerne bilde med dybde: 2763-2768m
    2743-2748m
    2748-2753m
    2753-2758m
    2758-2763m
    2763-2768m
    Kjerne bilde med dybde: 2768-2769m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2768-2769m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    409.0
    [m]
    SWC
    RRI
    429.5
    [m]
    SWC
    RRI
    452.5
    [m]
    SWC
    RRI
    468.0
    [m]
    SWC
    RRI
    473.5
    [m]
    SWC
    RRI
    489.1
    [m]
    SWC
    RRI
    500.0
    [m]
    SWC
    RRI
    528.0
    [m]
    SWC
    RRI
    544.5
    [m]
    SWC
    RRI
    570.0
    [m]
    SWC
    RRI
    593.0
    [m]
    SWC
    RRI
    615.0
    [m]
    SWC
    RRI
    632.0
    [m]
    SWC
    RRI
    640.5
    [m]
    SWC
    RRI
    668.5
    [m]
    SWC
    RRI
    689.5
    [m]
    SWC
    RRI
    695.9
    [m]
    SWC
    RRI
    708.6
    [m]
    SWC
    RRI
    730.0
    [m]
    SWC
    RRI
    752.0
    [m]
    SWC
    RRI
    775.2
    [m]
    SWC
    RRI
    807.0
    [m]
    SWC
    RRI
    837.0
    [m]
    SWC
    RRI
    862.0
    [m]
    SWC
    RRI
    899.0
    [m]
    SWC
    RRI
    972.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1010.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1030.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1060.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1190.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1260.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1290.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1310.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1340.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1426.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1470.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1506.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1553.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1584.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1630.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1650.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1856.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1900.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2070.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2106.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2150.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2200.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2232.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2260.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2280.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2315.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2323.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2347.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2360.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2383.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2398.0
    [m]
    SWC
    RRI

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    DST
    DST1
    2518.20
    2508.70
    06.01.1987 - 16:10
    YES
    DST
    DST 2
    2427.80
    2435.80
    13.01.1987 - 13:30
    YES

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    276
    1311
    1966
    1966
    2025
    2072
    2320
    2393
    2393
    2399
    2427
    2427
    2480
    2509
    2581
    2581
    2739
    2910

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.54
    pdf
    0.51
    pdf
    5.18

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.44
    pdf
    0.28

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    7.67
    pdf
    2.28

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2518
    2509
    38.1
    2.0
    2436
    2428
    38.1
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    9.000
    17.000
    92
    2.0
    9.000
    17.000
    89
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    271
    1285000
    0.766
    0.705
    4740
    2.0
    213
    1321000
    0.768
    0.705
    6210

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL
    684
    1952
    ACBL VDL BHC GR
    1690
    2610
    CDL
    900
    1953
    CNL CDL GR
    1952
    2431
    CNL LDC SPECTRA GR
    2368
    3051
    COREGUN
    920
    1935
    COREGUN
    1952
    2429
    COREGUN
    2369
    3047
    DIFL LSBHC GR
    399
    913
    DIFL LSBHC GR
    900
    1969
    DIFL LSBHC GR
    1952
    2431
    DIFL LSBHC GR
    2369
    3049
    DIPLOG
    1952
    2429
    DIPLOG
    2368
    3047
    DLL MLL GR
    2368
    3047
    FMT
    2428
    2741
    MWD - GR RES DIR
    399
    3047
    VSP
    384
    3006
    ZDENS
    2368
    3034

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    398.0
    36
    403.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    900.0
    26
    915.0
    1.51
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1954.0
    17 1/2
    2104.0
    1.83
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2371.0
    12 1/4
    2645.0
    1.69
    LOT
    LINER
    7
    2625.0
    8 1/2
    3050.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    286
    1.06
    WATER BASED
    10.11.1986
    327
    1.06
    WATER BASED
    11.11.1986
    403
    1.06
    WATER BASED
    17.11.1986
    531
    1.13
    5.0
    19.2
    WATER BASED
    17.11.1986
    915
    1.14
    6.0
    17.3
    WATER BASED
    17.11.1986
    915
    1.18
    7.0
    19.2
    WATER BASED
    17.11.1986
    915
    1.20
    8.0
    14.4
    WATER BASED
    18.11.1986
    915
    1.10
    25.0
    16.8
    WATER BASED
    19.11.1986
    915
    1.10
    24.0
    15.9
    WATER BASED
    18.11.1986
    925
    1.18
    6.0
    17.3
    WATER BASED
    17.11.1986
    1119
    1.12
    15.0
    8.7
    WATER BASED
    20.11.1986
    1345
    1.15
    13.0
    5.8
    WATER BASED
    21.11.1986
    1770
    1.30
    18.0
    9.1
    WATER BASED
    24.11.1986
    1968
    1.45
    16.0
    5.3
    WATER BASED
    24.11.1986
    1968
    1.45
    20.0
    6.3
    WATER BASED
    24.11.1986
    1968
    1.45
    16.0
    5.3
    WATER BASED
    02.12.1986
    2104
    1.50
    28.0
    9.1
    WATER BASED
    02.12.1986
    2115
    1.58
    18.0
    6.3
    WATER BASED
    02.12.1986
    2115
    1.58
    19.0
    10.1
    WATER BASED
    02.12.1986
    2115
    1.58
    21.0
    9.1
    WATER BASED
    02.12.1986
    2115
    1.58
    24.0
    7.2
    WATER BASED
    02.12.1986
    2115
    1.58
    17.0
    8.2
    WATER BASED
    05.12.1986
    2115
    1.58
    15.0
    6.3
    WATER BASED
    08.12.1986
    2115
    1.58
    15.0
    6.8
    WATER BASED
    08.12.1986
    2115
    1.58
    15.0
    6.8
    WATER BASED
    09.12.1986
    2115
    1.58
    18.0
    6.8
    WATER BASED
    02.12.1986
    2228
    0.00
    16.0
    7.2
    WATER BASED
    13.01.1987
    2228
    0.00
    16.0
    6.8
    WATER BASED
    09.01.1987
    2288
    0.00
    16.0
    7.2
    WATER BASED
    12.01.1987
    2345
    0.00
    12.0
    6.8
    WATER BASED
    15.01.1987
    2371
    0.00
    15.0
    6.8
    WATER BASED
    22.12.1986
    2386
    1.58
    14.0
    6.8
    WATER BASED
    16.12.1986
    2386
    1.58
    14.0
    6.8
    WATER BASED
    17.12.1986
    2386
    1.27
    14.0
    5.3
    WATER BASED
    22.12.1986
    2387
    1.27
    15.0
    6.8
    WATER BASED
    22.12.1986
    2425
    0.00
    16.0
    7.2
    WATER BASED
    12.01.1987
    2505
    0.00
    14.0
    6.3
    WATER BASED
    22.12.1986
    2557
    1.58
    13.0
    6.8
    WATER BASED
    05.12.1986
    2573
    1.58
    13.0
    6.3
    WATER BASED
    05.12.1986
    2588
    0.00
    14.0
    6.8
    WATER BASED
    14.01.1987
    2640
    0.00
    15.0
    6.8
    WATER BASED
    09.01.1987
    2640
    0.00
    14.0
    4.8
    WATER BASED
    02.01.1987
    2640
    0.00
    15.0
    5.3
    WATER BASED
    05.01.1987
    2640
    0.00
    15.0
    5.3
    WATER BASED
    06.01.1987
    2640
    0.00
    14.0
    5.3
    WATER BASED
    08.01.1987
    2645
    1.48
    15.0
    7.7
    WATER BASED
    09.12.1986
    2645
    1.58
    15.0
    8.7
    WATER BASED
    11.12.1986
    2645
    1.58
    18.0
    8.2
    WATER BASED
    11.12.1986
    2645
    1.58
    17.0
    8.7
    WATER BASED
    10.12.1986
    2645
    1.58
    16.0
    7.2
    WATER BASED
    15.12.1986
    2645
    1.58
    16.0
    7.7
    WATER BASED
    16.12.1986
    2645
    1.58
    17.0
    6.3
    WATER BASED
    16.12.1986
    2645
    1.59
    15.0
    7.2
    WATER BASED
    16.12.1986
    2647
    0.00
    16.0
    7.7
    WATER BASED
    22.12.1986
    2741
    0.00
    17.0
    7.2
    WATER BASED
    29.12.1986
    2798
    0.00
    16.0
    7.7
    WATER BASED
    29.12.1986
    3036
    0.00
    19.0
    8.2
    WATER BASED
    29.12.1986
    3050
    0.00
    19.0
    7.7
    WATER BASED
    29.12.1986
    3050
    0.00
    16.0
    6.8
    WATER BASED
    02.01.1987
    3050
    0.00
    18.0
    6.8
    WATER BASED
    02.01.1987
    3050
    0.00
    19.0
    7.7
    WATER BASED
    02.01.1987
    3050
    0.00
    15.0
    5.3
    WATER BASED
    05.01.1987
    3050
    0.00
    16.0
    5.8
    WATER BASED
    05.01.1987

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    PDF
    0.27